RU2379487C1

RU2379487C1 - Multi-bottomhole design for production in permafrost

Info

Publication number: RU2379487C1
Application number: RU2008124925/03A
Authority: RU
Inventors: Георгий Васильевич Крылов (RU); Георгий Васильевич Крылов; Александр Васильевич Кустышев (RU); Александр Васильевич Кустышев; Наиль Анатольевич Гафаров (RU); Наиль Анатольевич Гафаров; Владимир Филиппович Штоль (RU); Владимир Филиппович Штоль; Тамара Ивановна Чижова (RU); Тамара Ивановна Чижова; Алексей Владимирович Немков (RU); Алексей Владимирович Немков; Валерий Юрьевич Артеменков (RU); Валерий Юрьевич Артеменков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром")
Priority date: 2008-06-18
Filing date: 2008-06-18
Publication date: 2010-01-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: invention includes main and lateral bottomholes, a production string A production string equipped under permafrost area with a wellhead shut off valve, in a interval over the top lateral bottomhole - production string thermal expansion bend, a flow valve, a pipe with a polished tip In a interval opposite to the side boreholes units installed, over it installed production parkers with landing nipples A snap shut connection installed under mini-windows In a interval between the lateral boreholes and under the bottom lateral bottomhole installed pipes with polished tips At that production string in permafrost area interval can be equipped with thermal insulated pipes, and in interval over the top lateral bottomhole - with inhibitor valve, and production string top section bypass hole diametre fits to low sections summary bypass holes.

EFFECT: well operation control, production consumption decrease, well operation production rate increase.

4 cl, 1 dwg

Description

Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.The design of a multi-hole well for operation in the permafrost zone relates to the oil and gas industry, namely, the design of multi-hole wells drilled in the zones of widespread permafrost.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.49].A well-known design of a multilateral well, including the main and lateral shafts, an elevator string [Oganov A.S. et al. Multilateral drilling of wells - development, problems, successes. - M.: VNIIOENG OJSC, 2001. - P.49].

Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.The disadvantage of this design is the lack of reliable operation in areas of widespread permafrost.

Известна конструкция многозабойной скважины, включающая основной и боковой стволы, лифтовую колонну, снабженную приустьевым клапаном-отсекателем и эксплуатационным пакером [Оганов А.С. и др. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С.46].A well-known design of a multilateral well, including the main and lateral shafts, an elevator string equipped with a mouth-shutoff valve and a production packer [Oganov A.S. et al. Multilateral drilling of wells - development, problems, successes. - M.: VNIIOENG OJSC, 2001. - P.46].

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании надежной конструкции многозабойной скважины для эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.Achievable technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in creating a reliable design of a multi-hole well for operation in areas of widespread permafrost.

Технический результат достигается тем, что конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород включает основной и боковые стволы, лифтовую колонну, снабженную в интервале ниже многолетнемерзлых пород приустьевым клапаном-отсекателем, в интервале выше верхнего бокового ствола - компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, циркуляционным клапаном, трубой с полированным наконечником, в интервале напротив входных отверстий боковых стволов - узлами миниатюрных окон с размещенными над ними эксплуатационными пакерами с посадочными ниппелями, под ними защелочными соединениями, в интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола - трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками, при этом лифтовая колонна в интервале многолетнемерзлых пород может быть оборудована теплоизолированными трубами, в интервале выше верхнего бокового ствола - ингибиторным клапаном, а диаметр верхней секции лифтовой колонны может определяться из уравнения:The technical result is achieved by the fact that the design of a multilateral well for operation in the permafrost zone includes the main and side shafts, an elevator string equipped with an estuarine shutoff valve in the interval below the permafrost, and a compensator for temperature changes in the length of the elevator string, circulation a valve, a pipe with a polished tip, in the interval opposite the inlet openings of the side trunks - by the nodes of miniature windows placed above it and operational packers with landing nipples, under them latch joints, in the intervals between the side trunks and below the lower side trunk - pipes with polished tips mounted on the shoes of the lower pipes, while the elevator string in the permafrost interval can be equipped with heat-insulated pipes, in the range above the upper side of the trunk - an inhibitor valve, and the diameter of the upper section of the elevator column can be determined from the equation:

где D_B - диаметр верхней секции лифтовой колонны;where D _B is the diameter of the upper section of the elevator column;

D_n - диаметры основного и боковых стволов.D _n - the diameters of the main and side trunks.

На чертеже изображена заявляемая конструкция многозабойной скважины, оборудованная лифтовой колонной из насосно-компрессорных труб, на примере трехзабойной скважины, включающей основной ствол и два боковых ствола, верхний и нижний. Количество боковых стволов может быть больше, тогда они называются (снизу вверх, по мере бурения) первый, второй, третий и т.д. Напротив каждого из боковых стволов размещается система заканчивания скважин, состоящая как минимум из эксплуатационного пакера, посадочного ниппеля, узла миниатюрного окна и защелочного соединения.The drawing shows the inventive design of a multilateral well equipped with an elevator string from tubing, using an example of a three-well well, including a main well and two side shafts, an upper and a lower one. The number of sidetracks may be greater, then they are called (from bottom to top, as they are drilled) the first, second, third, etc. Opposite each of the sidetracks is a well completion system consisting of at least a production packer, a landing nipple, a miniature window assembly and a latch connection.

Конструкция многозабойной скважины, приведенная на чертеже, включает основной ствол 1, верхний 2 и нижний 3 боковые стволы, лифтовую колонну 4, состоящую из насосно-компрессорных труб, приустьевой клапан-отсекатель 5, компенсатор температурных изменений длины лифтовой колонны 6, ингибиторный клапан 7, устанавливаемый в скважинах, в которых возможно гидратообразование, циркуляционный клапан 8, насосно-компрессорную трубу с полированным наконечником 9, эксплуатационный пакер 10 верхней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 11 верхней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины, защелочное соединение 13 верхней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорные трубы с полированным наконечником 14, установленным на башмаке нижней трубы, эксплуатационный пакер 15 нижней системы заканчивания скважины, посадочный ниппель 16 нижней системы заканчивания скважины, узел миниатюрного окна 17 нижней системы заканчивания скважины, защелочное соединение 18 нижней системы заканчивания скважины, насосно-компрессорные трубы с полированным наконечником 19, установленным на башмаке нижней трубы.The design of the multilateral well shown in the drawing includes the main wellbore 1, upper 2 and lower 3 lateral shafts, an elevator string 4 consisting of tubing, a wellhead shutoff valve 5, a compensator for temperature changes in the length of the elevator string 6, an inhibitor valve 7, installed in wells in which hydrate formation is possible, a circulation valve 8, a tubing with a polished tip 9, an operational packer 10 of the upper completion system, a landing nipple 11 top her completion system, miniature window assembly 12 of the upper completion system, latch connection 13 of the upper completion system, tubing with polished tip 14 mounted on the shoe of the lower pipe, production packer 15 of the lower completion system, landing pin 16 of the lower system well completion, miniature window assembly 17 of the lower well completion system, snap connection 18 of the lower well completion system, tubing with polished tip 19 mounted on the shoe of the lower pipe.

Насосно-компрессорные трубы, расположенные ниже защелочного соединения 18 нижней системы заканчивания скважины, с помощью полированного наконечника 19 герметично соединяются с хвостовиком-фильтром основного ствола. В верхнем 2 и нижнем 3 боковых стволах размещены хвостовики-фильтры боковых стволов, не входящие, также как хвостовик-фильтр основного ствола, в состав лифтовой колонны. На устье многозабойной скважины размещена фонтанная арматура, установленная на колонной головке, на которой подвешены обсадные колонны, обсаживающие основной ствол.Tubing, located below the latch connection 18 of the lower well completion system, is tightly connected to the shank filter of the main shaft using a polished tip 19. In the upper 2 and lower 3 lateral shafts are located filter shanks of the side shafts, not included, as well as the shank filter of the main trunk, in the lift column. At the mouth of a multilateral well, there is a fountain mounted on a column head, on which casing hangs casing the main trunk.

В районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород необходима конструкция скважины, обеспечивающая надежность ее эксплуатации. В процессе бурения и эксплуатации скважины происходит растепление многолетнемерзлых пород 20. Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород 20 необходимо лифтовую колонну 4 в интервале этих пород дополнительно оснащать теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (не показано). Наличие многолетнемерзлых пород 20 может привести к обратному промерзанию горных пород и смятию обсадных колонн при остановке и длительных простоях скважины, могущих привести к открытому газовому фонтану. Для предотвращения газопроявлений лифтовую колонну 4 следует в интервале многолетнемерзлых пород 20 или непосредственно под ними оборудовать приустьевым клапаном-отсекателем 5, лучше всего дистанционно управляемым с поверхности от станции управления, который может перекрыть трубное пространство скважины при возникновении аварийной ситуации, и эксплуатационным пакером 10 верхней системы заканчивания скважины, герметично перекрывающим затрубное пространство скважины. В условиях низких температур возможно образование в стволе скважины в интервале многолетнемерзлых пород 20 гидратно-ледяных пробок. Гидратно-ледяные пробки чаще всего образуются в высокольдистых многолетнемерзлых породах. Для их ликвидации необходимо закачивание ингибитора гидратообразования, который поступает в скважину через ингибиторный клапан 7. Необходимость установки ингибиторного клапана определяется по геологической информации из учета возможности возникновениия в стволе скважин условий гидратообразования, зависящих в основном от температуры окружающих горных пород, давления и температуры добываемого газа, а также степени его влажности. Для снижения теплопередачи горным породам от добываемого пластового флюида и создания противодавления на эксплуатационный 10 пакер верхней системы заканчивания скважины в затрубное пространство выше этого пакера следует закачивать инертную надпакерную жидкость, закачивание которой осуществляется через циркуляционный клапан 8. Для герметизации затрубного пространства над эксплуатационным пакером 10 верхней системы заканчивания скважины при соединении лифтовой колонны 4, ее верхней секции, с эксплуатационным пакером 10 верхней системы заканчивания скважины необходимо использовать полированный наконечник 9, который в случае необходимости извлечения лифтовой колонны 4 из скважины обеспечит легкость ее отсоединения от эксплуатационного пакера 10 верхней системы заканчивания скважины. При этом для извлечения верхней секции лифтовой колонны 4 из скважины без глушения скважины достаточно установить в посадочном ниппеле 11 верхней системы заканчивания скважины глухую пробку (не показано), а надпакерную жидкость выдавить через открываемый в этом случае циркуляционные клапан 8 инертным газом. В интервале многолетнемерзлых пород 20 лифтовая колонна 4 испытывает знакопеременные нагрузки: растяжение или сжатие, поэтому для их компенсации в составе лифтовой колонны 4 необходима установка компенсатора температурных изменений длины лифтовой колонны 6.In areas of widespread permafrost rocks, a well design is required to ensure the reliability of its operation. During drilling and well operation, permafrost rocks are thawing 20. To prevent permafrost thawing 20, it is necessary to use an elevator string 4 in the interval of these rocks to be equipped with heat-insulated tubing (not shown). The presence of permafrost 20 can lead to the reverse freezing of rocks and crushing of casing stems during shutdown and long downtime of the well, which can lead to an open gas fountain. In order to prevent gas occurrences, the elevator string 4 should be equipped with an orifice shutoff valve 5, which is best remotely controlled from the surface from the control station, which can block the borehole pipe space in the event of an emergency, and the operating packer 10 of the upper system completion of the well, hermetically overlapping the annulus of the well. At low temperatures, it is possible to form 20 hydrate-ice plugs in the borehole in the interval of permafrost rocks. Hydrate-ice plugs are most often formed in highly icy permafrost rocks. To eliminate them, it is necessary to pump a hydrate inhibitor, which enters the well through an inhibitor valve 7. The need to install an inhibitor valve is determined by geological information, taking into account the possibility of hydrate formation in the wellbore, which depends mainly on the temperature of the surrounding rocks, pressure and temperature of the produced gas, as well as the degree of its moisture. In order to reduce heat transfer to rocks from the produced formation fluid and create a backpressure on the operational 10 packer of the upper completion system, an inert over-packer fluid should be pumped into the annulus above this packer, which is pumped through the circulation valve 8. To seal the annulus above the operational packer 10 of the upper system well completion when connecting the elevator column 4, its upper section, with the production packer 10 of the upper system completions necessary to use polished tip 9 which, if necessary extracting tubing 4 from the well will provide ease of its disconnection from the upper production packer 10 of the well completion system. At the same time, to remove the upper section of the elevator column 4 from the well without killing the well, it is sufficient to install a blind plug (not shown) in the landing nipple 11 of the upper completion system, and squeeze the over-packer fluid through the inert gas 8 that opens in this case. In the range of permafrost 20, the lift column 4 experiences alternating loads: tension or compression, therefore, to compensate for it in the composition of the lift column 4, it is necessary to install a compensator for temperature changes in the length of the lift column 6.

Весь этот комплекс технических решений направлен на достижение технического результата - создать надежную конструкцию многозабойной скважины, обеспечивающую надежную и безопасную эксплуатацию скважин в зоне многолетнемерзлых пород, предотвращая возможное растепление мерзлых горных пород и возможное смятие обсадных колонн основного ствола, обеспечивая предупреждение газопроявления и предотвращая возникновение открытого газового фонтана. Именно такая надежная конструкция предлагается в данной заявке.All this set of technical solutions is aimed at achieving a technical result - to create a reliable design of a multilateral well that provides reliable and safe operation of wells in the permafrost zone, preventing possible thawing of frozen rocks and possible crushing of casing strings of the main trunk, preventing gas occurrence and preventing the occurrence of open gas fountain. It is such a robust design that is proposed in this application.

Многозабойная скважина работает следующим образом.Multilateral well works as follows.

В процессе заканчивания скважины на колонне труб (не показано) спускается защелочное соединение 18 нижней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами нижней секции лифтовой колонны 4. Полированный наконечник 19, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, герметично входит в подвеску хвостовика-фильтра основного ствола 1 и соединяет лифтовую колонну 4 с хвостовиком-фильтром основного ствола 1. Защелочное соединение 18 нижней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия нижнего бокового ствола 3.In the process of completing the well, on the pipe string (not shown), the latch connection 18 of the lower well completion system with the tubing of the lower section of the tubing string 4 is lowered. The polished tip 19, located on the shoe of the lower tubing, tightly enters the suspension of the filter shank the main barrel 1 and connects the elevator column 4 to the filter shank of the main barrel 1. The latch connection 18 of the lower well completion system is fixed in the main barrel 1 below the input hole Stia lower side of the barrel 3.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 17 нижней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия нижнего бокового ствола 3. После этого в скважину спускается эксплуатационный пакер 15 нижней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 16 нижней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 17 нижней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 16 нижней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 15 нижней системы заканчивания скважины.Then, the miniature window assembly 17 of the lower well completion system is lowered and oriented so that the miniature window is opposite the inlet of the lower lateral barrel 3. After that, the production packer 15 of the lower well completion system is lowered with the landing nipple 16 of the lower well completion system, which is hermetically connected to the miniature window assembly 17 of the lower well completion system. A blind plug is lowered into the well or a ball is dropped from the mouth, which covers the passage opening of the landing nipple 16 of the lower well completion system. By creating pressure, the production packer 15 is packaged in the lower well completion system.

После извлечения из скважины глухой пробки или продавливания шарика на забой основного ствола 1 в скважину спускается защелочное соединение 13 верхней системы заканчивания скважины с насосно-компрессорными трубами следующей секции лифтовой колонны 4. Полированный наконечник 14, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы этой секции лифтовой колонны 4, герметично входит в эксплуатационный пакер 15 нижней системы заканчивания скважины и соединяет лифтовую колонну 4 с нижними секциями лифтовой колонны 4. Защелочное соединение 13 верхней системы заканчивания скважины фиксируется в основном стволе 1 ниже входного отверстия верхнего бокового ствола 2.After removing the blind plug from the well or forcing the ball to the bottom of the main trunk 1, the latch connection 13 of the upper completion system with the tubing of the next section of the lift string 4 is lowered into the well. Polished tip 14 located on the shoe of the lower tubing of this lift section column 4, tightly enters the production packer 15 of the lower well completion system and connects the elevator column 4 to the lower sections of the elevator column 4. Latch connection 13, the upper well completion system is fixed in the main bore 1 below the inlet upper side of the barrel 2.

Затем в скважину спускается узел миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины и ориентируется таким образом, чтобы миниатюрное окно находилось напротив входного отверстия верхнего бокового ствола 2. После этого в скважину спускается эксплуатационный пакер 10 верхней системы заканчивания скважины с посадочным ниппелем 11 верхней системы заканчивания скважины, который герметично соединяется с узлом миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины. В скважину спускается глухая пробка или с устья сбрасывается шарик меньшего диаметра, которые перекрывают проходное отверстие посадочного ниппеля 11 верхней системы заканчивания скважины. Созданием давления осуществляется запакеровка эксплуатационного пакера 10 верхней системы заканчивания скважины.Then, the miniature window assembly 12 of the upper well completion system is lowered and oriented so that the miniature window is opposite the inlet of the upper lateral barrel 2. After that, the production packer 10 of the upper well completion system with the landing nipple 11 of the upper well completion system is lowered, which is hermetically connected to the miniature window assembly 12 of the upper well completion system. A blind plug is lowered into the well or a ball of a smaller diameter is thrown from the mouth, which overlays the bore of the landing nipple 11 of the upper well completion system. The creation of pressure is the packaging of the production packer 10 of the upper completion system.

Далее в скважину спускается верхняя секция лифтовой колонны 4 из высокогерметичных насосно-компрессорных труб со смонтированными в ее составе (снизу - вверх) полированным наконечником 9 на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы, циркуляционным клапаном 8, ингибиторным клапаном 7, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны 6, приустьевым клапаном-отсекателем 5. Полированный наконечник 9, находящийся на башмаке нижней насосно-компрессорной трубы этой секции лифтовой колонны 4, герметично входит в эксплуатационный пакер 10 верхней системы заканчивания скважины и соединяет лифтовую колонну 4 со всеми нижерасположенными секциями лифтовой колонны 4.Next, the upper section of the elevator string 4 of high-tight tubing with the polished tip 9 mounted on its shoe on the lower tubing shoe, circulation valve 8, inhibitor valve 7, and compensator for temperature changes in the length of the tubing string 6, the estuarine shutoff valve 5. The polished tip 9, located on the shoe of the lower tubing of this section of the lift string 4, hermetically enters the production pack r upper core 10 and connects the well completion tubing 4 with all the downstream sections of the production tubing 4.

Таким образом, все спущенное в скважину оборудование взаимодействует между собой, образуя единую лифтовую колонну 4.Thus, all the equipment lowered into the well interacts with each other, forming a single lift column 4.

Лифтовая колонна 4 подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.The elevator column 4 is suspended in a fountain fitting mounted on the column head.

Освоение скважины проводят поочередно. Вначале осуществляют вызов притока из основного ствола 1 спуском в него гибкой трубы колтюбинговой установки, заменой утяжеленного бурового раствора на более легкий, например на газовый конденсат или нефть. Затем осуществляют вызов притока из нижнего бокового ствола 3, а после - из верхнего бокового ствола 2. Перед вызовом притока из пласта в посадочное место узла миниатюрного окна 17 нижней системы заканчивания скважины или 12 верхней системы заканчивания скважины устанавливается отклоняющее устройство (уипсток) (не показано), с помощью которого осуществляется отклонение гибкой трубы колтюбинговой установки от основного ствола 1 и направление ее в осваиваемый боковой ствол 2 или 3. Вызов притока осуществляется аналогичным способом путем замены утяжеленного бурового раствора на более легкий раствор или жидкость.Well development is carried out alternately. First, they call the inflow from the main shaft 1 by lowering a flexible pipe of a coiled tubing into it, replacing the weighted drilling fluid with a lighter one, for example, gas condensate or oil. Then, the inflow is called from the lower sidetrack 3, and then from the upper sidetrack 2. Before calling the inflow from the reservoir to the seat of the miniature window assembly 17 of the lower well completion system or 12 of the upper well completion system, a deflector (whipstock) is installed (not shown) ), with the help of which the flexible pipe of the coiled tubing unit is deflected from the main barrel 1 and directed into the mastered lateral barrel 2 or 3. The inflow is called in the same way by replacing s weighted drilling fluid to a lighter fluid or fluid.

Добычу газа из продуктивного пласта осуществляют по лифтовой колонне 4 путем совместной эксплуатации основного 1 и боковых верхнего 2 и нижнего 3 стволов, а также путем раздельной эксплуатации из любого ствола.Gas production from the reservoir is carried out by an elevator column 4 by joint operation of the main 1 and lateral upper 2 and lower 3 trunks, as well as by separate operation from any trunk.

При совместной эксплуатации добываемый флюид поступает на поверхность по лифтовой колонне 4, причем из боковых верхнего 2 и нижнего 3 стволов флюид поступает в лифтовую колонну 4 через миниатюрные окна 12 верхней системы заканчивания скважины и 17 нижней системы заканчивания скважины.During joint operation, the produced fluid enters the surface through an elevator string 4, and from the lateral upper 2 and lower 3 shafts, the fluid enters the elevator string 4 through miniature windows 12 of the upper completion system and 17 of the lower completion system.

Таким образом, добываемый газ из разных стволов: основного 1, верхнего 2 и нижнего 3 боковых соединяется в общий поток и движется по общей лифтовой колонне 4 на дневную поверхность. Для эффективности добычи газа целесообразно, чтобы проходное отверстие лифтовой колонны 4, ее верхней секции, соответствовало суммарным проходным отверстиям в нижних секциях. В этом случае диаметр верхней секции лифтовой колонны 4 определяется из уравнения:Thus, the produced gas from different shafts: the main 1, upper 2 and lower 3 lateral is connected to a common stream and moves along a common lift column 4 to the day surface. For gas production efficiency, it is advisable that the passage opening of the elevator column 4, its upper section, correspond to the total passage openings in the lower sections. In this case, the diameter of the upper section of the elevator column 4 is determined from the equation:

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из основного ствола 1, добываемый флюид из основного ствола 1 поступает на поверхность по лифтовой колонне 4, при этом входные отверстия боковых стволов, верхнего 2 и нижнего 3, перекрыты изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемым в посадочных местах узлов миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины и 17 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the main barrel 1, the produced fluid from the main barrel 1 enters the surface via an elevator column 4, while the inlet openings of the side shafts, upper 2 and lower 3, are blocked by an insulating sleeve (not shown) installed in the landing the locations of the miniature window nodes 12 of the upper well completion system and 17 of the lower well completion system.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из верхнего бокового ствола 2, добываемый флюид из бокового ствола 2 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом основной ствол 1 перекрыт глухой пробкой, устанавливаемой в посадочном ниппеле 16 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the upper sidetrack 2, the produced fluid from the sidetrack 2 enters the surface through the window assembly of the miniature window 12 of the upper well completion system via the lift string 4, while the main barrel 1 is blocked by a blind plug installed in the landing nipple 16 bottom completion systems.

При раздельной эксплуатации, в процессе добычи из нижнего бокового ствола 3, добываемый флюид из бокового ствола 3 поступает на поверхность через окно узла миниатюрного окна 17 нижней системы заканчивания скважины по лифтовой колонне 4, при этом входное отверстие верхнего бокового ствола 2 перекрыто изолирующим рукавом (не показано), устанавливаемым в посадочном месте узла миниатюрного окна 12 верхней системы заканчивания скважины, а основной ствол 1 перекрыт мостовой пробкой с якорным устройством (не показано), устанавливаемой ниже защелочного соединения 18 нижней системы заканчивания скважины.During separate operation, during production from the lower sidetrack 3, the produced fluid from the sidetrack 3 enters the surface through the window of the miniature window assembly 17 of the lower well completion system via the lift string 4, while the inlet of the upper sidetrack 2 is covered by an insulating sleeve (not shown) installed in the seat of the miniature window assembly 12 of the upper well completion system, and the main trunk 1 is blocked by a bridge plug with an anchor device (not shown), installed below the latch connection 18 of the lower well completion system.

В процессе добычи газа приустьевой клапан-отсекатель 5 открыт. Закрытие и открытие его осуществляется путем повышения или снижения давления в трубках линии управления от станции управления (не показано).In the process of gas production, the estuarine shutoff valve 5 is open. Closing and opening it is carried out by increasing or decreasing the pressure in the tubes of the control line from the control station (not shown).

Исследования скважин с помощью глубинных приборов проводят путем спуска их в скважину при открытом приустьевом клапане-отсекателе 5.Well research with the help of downhole instruments is carried out by lowering them into the well with the mouth of the shutoff valve 5 open.

Ремонт фонтанной арматуры проводят без глушения скважины после закрытия приустьевого клапана-отсекателя 5 и снижения давления во внутренней полости лифтовой колонны 4, выше приустьевого клапана-отсекателя 5, до величины атмосферного давления.Repair of the fountain valves is carried out without killing the well after closing the estuarine valve-cutter 5 and reducing the pressure in the internal cavity of the elevator column 4, above the estuarine valve-shutoff 5, to atmospheric pressure.

Извлечение верхней секции лифтовой колонны 4 проводят после установки в посадочном ниппеле 11 верхней системы заканчивания скважины глухой пробки без глушения скважины.Removing the upper section of the elevator column 4 is carried out after installing in the landing nipple 11 of the upper system of completion of the well a dead plug without killing the well.

Извлечение всех секций лифтовой колонны 4 проводят секционно, то есть извлекая по очереди насосно-компрессорные трубы и скважинное оборудование, после глушения скважины.The extraction of all sections of the elevator column 4 is carried out sectionally, that is, removing tubing and downhole equipment in turn after killing the well.

Ремонтные работы в основном 1 и боковых верхнем 2 и нижнем 3 стволах проводят с помощью гибкой трубы, в боковые стволы верхний 2 и нижний 3 она спускается после отклонения с помощью отклоняющего устройства (не показано).Repair work in the main 1 and lateral upper 2 and lower 3 shafts is carried out using a flexible pipe, it descends into the side shafts of the upper 2 and lower 3 after deflection using a deflecting device (not shown).

Заявляемая конструкция скважины обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород. Позволяет при необходимости оперативно перекрыть основной ствол скважины, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет уменьшить выпуск газа в атмосферу, то есть сберечь ценнейшее углеводородное сырье. Позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины. Позволяет осуществлять совместную и раздельную эксплуатацию основного и бокового стволов. Позволяет осуществлять ремонтные работы в основном и боковых стволах. Позволяет снизить затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.The inventive design of the well ensures the reliability and safety of operation in the permafrost zone. It allows, if necessary, to quickly shut off the main wellbore, thereby avoiding an open gas fountain. It allows to reduce the release of gas into the atmosphere, that is, to save the most valuable hydrocarbon feedstocks. Allows you to reduce hydraulic resistance along the wellbore, which, ultimately, leads to an increase in the working flow rate of the well. Allows for joint and separate operation of the main and side shafts. Allows repair work in the main and side shafts. It allows to reduce the costs of operation, maintenance and repair, to reduce the time the well is inactive and to obtain additional volumes of produced gas.

Claims

1. The design of a multilateral well for operation in the permafrost zone, including the main and side shafts, an elevator string equipped with an estuarine shutoff valve in the interval below the permafrost, and a compensator for temperature changes in the length of the elevator string, a circulation valve, and a pipe in the interval above the upper lateral well with a polished tip, at intervals opposite the inlet openings of the side trunks - by miniature window assemblies with operational packers placed above them nipples, and under them latch joints, in the intervals between the side trunks and below the lower side trunk, with pipes with polished tips mounted on the shoes of the lower pipes.

2. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the elevator column in the interval of permafrost is equipped with heat-insulated pipes.

3. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the elevator column in the interval above the upper side shaft is equipped with an inhibitor valve.

4. The design of a multilateral well according to claim 1, characterized in that the diameter of the upper section of the elevator string is determined from the equation

where D _B is the diameter of the upper section of the elevator column;
D _n - the diameters of the main and side trunks.